常減壓裝置加工高硫高酸原油腐蝕與防護

張 吉 勇

（中化泉州石化有限公司， 福建 泉州 362103）

中國石油化工股份公司齊魯分公司勝利煉油廠近年來主要加工的原油為高硫高酸原油和勝利原油的混合油，為進一步提升齊魯分公司的整體經濟效益水平，勝利煉油廠新建8 Mt/a常減壓裝置，加工原油為混合原油，其中高硫高酸原油量與勝利原油量比值為5︰1。混合原油酸值為2.35 mg KOH/g，硫含量為2.16%，屬高硫高酸-中間基原油。隨著常減壓單套處理量的增加，常減壓裝置的平穩運行周期直接關系到全廠的煉油加工能力，因此控制常減壓裝置的腐蝕尤為重要。

1 新建常減壓裝置概況

新建常減壓裝置屬于大型的燃料型裝置，該裝置于2010年4月建成投產，設計加工能力8 Mt/a，由于勝利煉油廠二次加工能力不足，現裝置處理能力為6 Mt/a。裝置主要由電脫鹽、換熱網絡、常壓蒸餾、減壓蒸餾4個部分組成。 裝置加工原油性質見表1。

由表1的數據顯示，新建常減壓裝置加工原油平均硫含量為2.1%、酸值2.2 mg KOH/g，屬于高硫高酸性質原油。由于脫后原油含水分析超出規定指標≯0.2%，脫后原油中未脫除的水攜帶氯鹽進入常壓塔，在常壓塔的低溫部位冷凝更加重了常壓系統低溫部位的腐蝕。

表1 常減壓脫后原油分析Table 1 The analysis of crude oil after desalting

2 裝置的主要腐蝕形式

2.1 常減壓裝置主要腐蝕環境

2.1.1 低溫HCI-H2S-H2O腐蝕[1-4]

常減壓裝置的低溫腐蝕部位主要集中在常壓塔頂上部四層塔盤、常壓塔及減壓塔頂油氣揮發線、常頂空冷的出入口管線、常頂冷卻器及部分減頂冷凝器的出入口管線。塔頂低溫系統的腐蝕，是原油中釋放出的HCl和H2S作用的結果。常壓塔頂冷凝系統中腐蝕介質HCl主要來自MgCl2的水解,水解生成的HCl在常頂、減頂冷凝系統中被冷凝水所吸收，生成極有腐蝕性的鹽酸，鹽酸和鋼鐵設備作用生成可溶性的腐蝕產物FeCl2。同時由于原油加熱過程中生成的 H2S在塔頂與鐵生成不溶于水的 FeS，FeS往往形成膜，可抑制腐蝕反應進行。但HCl與FeS反應導致FeS膜溶解，并還原出H2S，使腐蝕反應得以繼續，并無限循環，產生強烈腐蝕。

2.1.2 高溫硫及S-H2S-RSH型腐蝕環境[5]

在高溫狀態下，原油中的非活性硫轉換為活性硫，能加重腐蝕。原油中約70%的硫含量集中在常壓渣油中。隨著溫度的升高和在高溫段停留時間增長,活性硫化物數量增加,金屬腐蝕加劇。高溫硫腐蝕,開始時速度較快,一段時間后,由于生成了硫化鐵保護膜,所以會逐漸恒定下來。而介質流速越高,保護膜就越易脫落,腐蝕將重新開始。高溫硫腐蝕部位主要存在于常減壓加熱爐、常壓及減壓塔底及相應的底部管線、泵、換熱器等設備。高溫硫腐蝕在240 ℃開始，隨溫度的升高而迅速加劇。

2.1.3 環烷酸的腐蝕[6-8]

石油中有機酸包括環烷酸、脂肪酸、芳香酸等有機酸，其中環烷酸含量最多且組分最復雜。環烷酸的含量隨原油酸值的增加而增多。環烷酸腐蝕經常發生在酸值大于0.5 mg KOH/g、溫度在220~400℃之間高流速的工藝介質中。

常減壓裝置的環烷酸腐蝕主要發生在常底、常壓爐轉油線、減壓蠟油、減壓爐轉油線及減底等高溫重油部位。環烷酸腐蝕與低溫部位腐蝕區別在于，環烷酸腐蝕能直接與金屬表面或FeS表面膜反應生，因此環烷酸腐蝕能加快金屬表面腐蝕。環烷酸腐蝕一般形式蝕坑，表面光潔無積垢，在彎頭等流速較大的地方沖刷形成線狀的溝槽。現場經驗表明,凡是有阻礙液體流動從而引起流態變化的地方,如彎頭、泵殼、熱電偶套管插入處等,環烷酸腐蝕特別嚴重。

3 目前常減壓裝置存在的腐蝕問題

3.1 常頂循系統腐蝕

2010年6月20日，常減壓裝置常頂循環回流泵的自沖洗抽出短節發生泄漏，經現場確認自沖洗線上存在多處砂眼的痕跡，現場對該泵進行了切除，在切除過程中發現機泵的出口閥內漏嚴重。從拆檢情況看，舊閥閥座密封面沖刷腐蝕嚴重，表面露出制作時堆焊的鱗片狀，閥道內部清出幾塊不銹鋼片，從形狀上看應是入口過濾網的骨架碎片。

從現場腐蝕情況來看，自沖洗管線焊縫熱影響區及附近的母材存在大量的砂眼及裂紋，過濾器骨架上存在大量裂紋，泵體上存在大量點蝕現象。經過分析腐蝕原因如下：

① 工藝原因

由于本裝置開工以來電脫鹽脫水脫鹽效果不佳，開工初期近一個月的時間，大量的水分通過閃蒸塔頂直接進入常壓塔的中上部，常頂系統帶水嚴重，頂循系統中帶水比例嚴重時高達70%，從而加劇了常壓塔中上部系統的腐蝕。塔頂帶水嚴重和塔頂 CL離子及硫化物的存在，使得常壓塔上部產生嚴重的H2S+HCL+H2O腐蝕。

②材質方面

自沖洗系統管線與過濾器骨架材質為 304，塔頂帶水嚴重和塔頂 CL離子及硫化物的存在，在焊縫影響區及濾網骨架機加工部位存在應力，導致材質為304材質產生鹽酸腐蝕與應力腐蝕開裂。

3.2 常一線系統腐蝕

2010年1月16日，常一線汽提塔底封頭信號孔及角焊縫處泄漏嚴重， 2011年3月31日，常一線汽提塔下封頭焊口漏， 2011年5月24日，常一線汽提塔人孔與塔壁連接處角焊縫漏。另外常一線自汽提塔抽出至常一換熱器前管線多處彎頭腐蝕減薄嚴重。

4 主要防腐措施及主要控制參數

由于加工原油性質較惡劣,因此在裝置設計階段就采取設備材質升級。同時在生產中還采取了原油混煉及相應的工藝防腐等多條路線并行措施。具體措施主要有增加第三級電脫鹽罐、在油氣揮發線注入中和劑、緩蝕劑以及揮發線注水等。根據頂循腐蝕狀況，在頂循泵入口注油溶性緩蝕劑，進一步延緩頂循腐蝕狀況。

對于一些重點部位，應該采取動態檢測措施。如對塔頂部位采用腐蝕介質定期分析、管錢在線定期測厚和腐蝕在線測量系統等方法進行腐蝕檢測，塔底重油部位采取腐蝕介質定期分析和在線定點測厚等方法。通過腐蝕檢測數據分析，可了解管道、設備的腐蝕趨勢和評價設備的腐蝕程度。

4.1 注劑位置及注入量

各種注劑位置及注入量見表2。

表2 各種注劑位置及注入量Table 2 The reagents injection location and volume

4.2 兩頂含硫污水鐵離子、氯離子變化

（1）常頂含硫污水鐵離子、氯離子變化如圖1、2。

2011年 1-6月份常頂系統總鐵平均為 4.36 mg/L，氯離子平均為86 mg/L，pH值平均為6.7。

圖1 常頂含硫污水鐵離子變化趨勢Fig.1 The trends of iron ions in sour water from the top of the atmospheric tower

圖2 常頂含硫污水氯離子變化趨勢Fig.2 The trends of Chloride ions in sour water from the top of the atmospheric tower

（2）減頂含硫污水鐵離子、氯離子變化如圖3、4。

1-6月份減頂系統抽空器 E144冷凝水分析總鐵平均為8.7 mg/L，氯離子平均為134.2 mg/L，pH值平均為8.6。

圖3 減頂含硫污水鐵離子變化趨勢Fig.3 The trends of iron ions in sour water from the top of the vacuum tower

圖4 減頂含硫污水氯離子變化趨勢Fig.4 The trends of chloride ions in sour water from the top of the vacuum tower

圖5 閃蒸塔與常壓塔塔頂壓差變化趨勢Fig.5 The trends of the pressure difference between the top of the flash tower and atmospheric tower

5 閃蒸塔與常壓塔差壓

2010年9月，兩塔差壓最高達50 kPa，車間制定洗塔方案對常壓塔進行洗塔，洗塔結束后，兩塔壓差恢復至10 kPa。2011年1月至3月，常壓塔與閃蒸塔塔頂壓差在10 kPa左右， 4月至5月兩頂壓差增加至15 kPa左右。同時常頂循環回流量逐漸下降，經過檢查發現，常壓塔常頂循環回流換熱器出現管束堵塞情況，對堵塞換熱器掃線放空時發現有黑色鐵沫狀物質。

6 結束語

（1）頂循系統注油溶性緩蝕劑能夠有效降低頂循系統腐蝕，并能夠降低閃蒸塔與常壓塔壓差，能夠提高常壓塔分離效果。

（2）加強常一線系統腐蝕監測，特別是彎頭、常一線抽出及汽提塔抽出閥等薄弱環節，今后將在常一線塔壁抽出閥后增加注緩蝕劑，減緩常一線腐蝕。

（3）加強對腐蝕介質的監測，根據分析數據及時調整注劑量，裝置各級管理人員、操作人員加強巡檢。

（4）聯系檢驗人員定期（定點）和不定期（定點）測厚，及時對比數據、分析數據，給處理提供依據。

（5）根據化驗分析數據可知，常壓塔、減壓塔兩頂腐蝕均控制在正常的范圍內，但從常頂及常一線腐蝕的情況看，應及時合理選擇不同型號的緩蝕劑，控制兩頂腐蝕速率。

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